Перспективные направления исследований внутренней коррозии газопроводов в углекислотных средах

Проблема борьбы с внутренней коррозией является актуальной на газовых объектах в условиях добычи и транспортировки углеводородов с присутствием агрессивного СО₂. В статье рассмотрены основные условия возникновения углекислотной коррозии в газопроводе, эксплуатационные условия которого будут отличаться от нефтяных месторождений (степенью заполнения жидкой фазой трубного пространства и агрегатным состоянием основных добываемых флюидов нефть и газ/газовый конденсат). Это будет влиять на коррозионные  проявления, что требует особого рассмотрения и подхода к моделированию коррозионных испытаний для условий газопроводов.

Исследование процессов коррозии, возникающих при транспортировке газа с присутствием жидкой фазы по газопроводу, послужило основанием для разработки двух коррозионных стендов, позволяющих проводить имитационные испытания в условиях углекислотной коррозии, характерных для основных газовых месторождений Российской Федерации. С их помощью воспроизводятся наиболее интенсивные коррозионные воздействия, соответствующие параметрам и режимам движения газожидкостных сред: циркуляция жидкости и переменное смачивание стенки газопровода, которые приводят к предотвращению образования или разрушению пленок продуктов коррозии, что вызывает образование общих и локальных коррозионных повреждений на стали.

Возможности воспроизведения на обоих коррозионных стендах характера движения жидкой фазы, термобарических условий и химического состава воды, соответствующих реальным средам, дают возможность имитировать в лаборатории динамические коррозионные условия внутри газопровода объектов добычи и транспорта неподготовленного газа ПАО «Газпром». В испытательных стендах задаются и регулируются основные параметры, влияющие на внутреннюю углекислотную коррозию: температура, парциальное давление диоксида углерода, минеральный состав водной фазы или динамические условия переноса потока жидкой фазы по трубопроводу.

Проведенный методами электронной сканирующей микроскопии и рентгеновской дифракции анализ полученных после испытаний продуктов коррозии позволил установить влияние коррозионных условий на морфологию их образования.

1. Слугин П.П., Ягафаров И.Р., Кантюков Р.Р. и др. Научный анализ технического состояния и защиты скважинного оборудования и промысловых трубопроводов ПАО «Газпром» в условиях добычи и транспортировки коррозионно-агрессивного газа. Часть 1 // Газовая промышленность. – 2023. – Т. 854, № 9. – С. 64-71.

2. Li J., Liu Z., Du C.et. al. Study on the corrosion behaviours of API X65 steel in wet gas environment containing CO2 // Corrosion engineering, science and technology. – 2017. – V. 52, № 4. – P. 317-323. https://doi.org/10.1080/1478422X.2016.1278513

3. Вагапов Р.К. Стойкость сталей в эксплуатационных условиях газовых месторождений, содержащих в добываемых средах агрессивный СО2 // Материаловедение. – 2021. – № 8. – С. 41-47. https://doi.org/10.31044/1684-579X-2021-0-8-41-47

4. Alamr A.H. Localized corrosion and mitigation approach of steel materials used in oil and gas pipelines – An overview // Engineering Failure Analysis. – 2020. – V. 116. – Article 104735. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2020.104735

5. Tan Z., Yang L., Zhang D. et. al. Development mechanism of internal local corrosion of X80 pipeline steel // Journal of Materials Science & Technology. – 2020. – V. 49. – Р. 186-201. https://doi.org/10.1016/j.jmst.2019.10.023

6. Askari M., Aliofkhazraei M., Ghaffari S. et. al. Film former corrosion inhibitors for oil and gas pipelines - A technical review // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2018. – V. 58. – P. 92-114. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2018.07.025

7. Shamsa A., Barker R., Hua Y.et. al. Performance evaluation of an imidazoline corrosion inhibitor in a CO2 -saturated environment with emphasis on localised corrosion // Corrosion Science. – 2020. – V. 176. – Article 108916. https://doi.org/10.1016/j.corsci.2020.108916

8. Гладченкова Ю.С. Анализ методов коррозионных испытаний сталей. Методы определения показателей коррозионной стойкости сталей для нефтепромысловых трубопроводов // Проблемы черной металлургии и материаловедения. – 2020. – № 3. – С. 83-93.

9. Андреев Н.Н., Сивоконь И.С. Методология лабораторного тестирования ингибиторов углекислотной коррозии для нефтепромысловых трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. – 2014. – Т. 74, № 4. – С. 36-43.

10. Ибатуллин К.А., Вагапов Р.К. Оценка влияния различных факторов на коррозию сталей при конденсации влаги в условиях транспортировки коррозионно-агрессивного газа // Практика противокоррозионной защиты. – 2022. – Т. 27, № 3. – С. 31-46. https://doi.org/10.31615/j.corros.prot.2022.105.3-2

11. Rozi F., Mohebbi H., Ismail M.C.et. al. Laboratory investigation on the condensation and corrosion rates of top of line corrosion in carbon steel: a case study from pipeline transporting wet gas in elevated temperature// Corrosion engineering, science and technology. – 2018. –V. 53, № 6. – P. 444-448. https://doi.org/10.1080/1478422X.2018.1499169

12. Патент № 2772614 РФ. Способ коррозионных испытаний и установка для его осуществления / Р.Р. Кантюков, Д.Н. Запевалов, Р.К. Вагапов, К.А. Ибатуллин. Заявл. 26.07.2021, опубл. 23.05.2022.

13. Патент № 2772612 РФ. Способ коррозионных испытаний и высокоскоростная циркуляционная установка для его осуществления / Р.Р. Кантюков, Д.Н. Запевалов, Р.К. Вагапов, К.А. Ибатуллин. Заявл. 26.07.2021, опубл. 23.05.2022.

14. Савельев В.В., Иванов А.Н. Канавочная ручейковая коррозия подводных трубопроводов системы поддержания пластового давления на месторождении Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 9. – С. 120-123. doi:10.24887/0028-2448-2017-9-120-122

15. Nešić S. Key issues related to modelling of internal corrosion of oil and gas pipelines: а review / Corrosion Science. – 2007. – Vol. 49. – P. 4308-4338. doi:10.1016/j.corsci.2007.06.006

16. Байдин И.И., Коваленко А.В., Гумерова Н.В. и др. Анализ динамики внедрения пластовой воды в газовую залежь в условиях сокращения добычи газа // Известия вузов. Нефть и газ. – 2018. – № 6. – С. 41-44. doi:10.31660/0445-0108-2018-6-41-44

17. Elgaddafi R., Ahmed R., Osisanya S. Modeling and experimental study on the effects of temperature on the corrosion of API carbon steel in CO2 -saturated environment // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – Vol. 196. – Article 107816. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107816

18. Zhong X., Shang T., Zhang C. et. al. In situ study of flow accelerated corrosion and its mitigation at different locations of a gradual contraction of N80 steel // Journal of Alloys and Compounds. – 2020. – Vol. 824. – Article 153947. https://doi.org/10.1016/j.jallcom.2020.153947

19. Li J., Wang D., Xie F. Failure analysis of CO2 corrosion of natural gas pipeline under flowing conditions / Engineering Failure Analysis. – 2022. – Vol. 137. – Article 106265. doi:10.1016/j.engfailanal.2022.106265

20. Zhang D.,Yang L.,Tan Z. et al. Corrosion behavior of X65 steel at different depths of pitting defects under local flow conditions // Experimental Thermal and Fluid. – 2020. – Vol. 124. – Article 110333. doi:10.1016/j.expthermflusci.2020.110333

21. Yin Z.F., Zhao W.Z., Feng Y.R. et al. Scaling characteristics and growth of corrosion product films in turbulent flow solution containing saturated CO2 // Materials and Corrosion. – 2009. – V. 60, № 1. – P. 5-13. doi:10.1002/maco.200805040

22. Fosbol P.L., Thomsen K., Stenby E.H. Review and recommended thermodynamic properties of FeCO3 // Corrosion Engineering, Science and Technology. – 2010. – Vol. 45, № 2. – P. 115-135. https://doi.org/10.1179/174327808X286437

23. Sun W, Nešić S. Kinetics of Corrosion Layer Formation: Part 1-Iron Carbonate Layers in Carbon Dioxide Corrosion // Corrosion. – 2008. – Vol. 64, № 4. – P. 334-346. https://doi.org/10.5006/1.3278477

24. Wu S.L., Cui Z.D., He F. et al. Characterization of the surface film formed from carbon dioxide corrosion on N80 steel // Materials Letters. – 2004. – Vol. 58. – Р. 1076-1081. doi:10.1016/j.matlet.2003.08.020

25. Mansoori H., Young D., Brown B. et. al. Influence of calcium and magnesium ions on CO2 corrosion of carbon steel in oil and gas production systems (review) // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2018. – Vol. 59. – Р. 287-296. doi:10.1016/j.jngse.2018.08.025

26. Вагапов Р.К. Анализ влияния агрессивных факторов и условий на состав коррозионных продуктов // Вопросы материаловедения. – 2022. – Т. 111, № 3. – С. 85-97. doi:10.22349/1994-6716-2022-111-3-85-97

27. Rizzo R., Ambat R. Effect of initial CaCO 3 saturation levels on the CO2 corrosion of 1Cr carbon steel // Materials and Corrosion. – 2021. – Vol. 72, № 6. – P. 1076-1090. https://doi.org/10.1002/maco.202011822

28. Mohammed S.A., Hua Y., Barker R. et al. Effect of calcium on X65 carbon steel pitting in saturated CO2 environment // Electrochimica Acta. – 2022. – Vol. 407. – Article 139899. https://doi.org/10.1016/j.electacta.2022.139899

29. Вагапов Р.К., Ибатуллин К.А. О коррозионной агрессивности эксплуатационных условий на инфраструктурных объектах подземных хранилищ газа // Практика противокоррозионной защиты. – 2023. – Т. 28, № 4. – С. 7-17. doi:10.31615/j.corros.prot.2023.110.4-1

30. Слугин П.П., Полянский А.В. Оптимальный метод борьбы с углекислотной коррозией трубопроводов на Бованенковском НГКМ // Наука и техника в газовой промышленности. – 2018. – Т. 74, № 2. – С. 104-109